1. Нормирование и расчет потребления и технологических потерь при передаче тепловой энергии. Методика проведения расчетов

2. Основные изменения в приказе №325 1.В составе документов по утверждению нормативов технологических потерь при передаче тепловой энергии Минэнерго рассматривает: нормативные и отчетные, в том числе полученные на основании показаний приборов учета, значения технологических потерь при передаче тепловой энергии за два года, предшествующих текущему году, нормативные значения технологических потерь текущего года и планируемые значения технологических потерь на регулируемый год (Приложение 5, таблицы 5.3, 5.4 и 5.5); (в ред. Приказа Минэнерго РФ от 01.02.2010 № 36) прогнозируемые значения влияющих показателей (пункт 5 настоящей Инструкции) и их сопоставление с аналогичными показателями за год, предшествующий периоду регулирования. При установлении нормативных значений технологических потерь при передаче тепловой энергии на регулируемый период (отклонения от условий работы тепловых сетей при этом не должны превышать изложенных в пункте 5 Инструкции) в случае, если фактические значения технологических потерь при передаче тепловой энергии, полученные на основании показаний приборов учета, ниже их расчетных значений, в норматив включаются фактические значения технологических потерь при передаче тепловой энергии, (абзац введен Приказом Минэнерго РФ от 01.02.2010 N 36) 2. Теплосетеваяорганизация, в составе документов по утверждению нормативов технологических потерь при передаче тепловой энергии, представляет: сведения о результатах ежегодного сопоставления нормативных и отчетных показателей и выявленные при этом резервы экономии тепловой и электрической энергии и теплоносителя (энергосберегающий потенциал); мероприятия по повышению энергетической эффективности рассматриваемой тепловой сети и системы централизованного теплоснабжения, к которой относится рассматриваемая тепловая сеть, с указанием по каждому мероприятию сроков их выполнения, затрат на реализацию, экономического эффекта, годовой экономии тепловой, электрической энергии (топлива) и теплоносителя (химочищенной воды), сроков окупаемости. Разработка указанных мероприятий осуществляется на основе результатов энергетических обследований тепловых сетей, осуществляемых в соответствии с Федеральным законом от 23 ноября 2009 г. N 261-ФЗ "Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2009, N 48, ст. 5711). (в ред. Приказа Минэнерго РФ от 01.02.2010 N 36) При расчете значения среднегодовой емкости необходимо учесть: емкость трубопроводов, вновь вводимых в эксплуатацию, и продолжительность использования данных трубопроводов в течение календарного года; емкость трубопроводов, образуемую в результате реконструкции тепловой сети (изменения диаметров труб на участках, длины трубопроводов, конфигурации трассы тепловой сети) и период времени, в течение которого введенные в эксплуатацию участки реконструированных трубопроводов задействованы в календарном году; емкость трубопроводов, временно выводимых из использования для ремонта, и продолжительность ремонтных работ. При определении значения среднегодовой емкости тепловой сети в значении емкости трубопроводов в неотопительном периоде должно учитываться требование правил технической эксплуатации о заполнении трубопроводов деаэрированной водой с поддержанием избыточного давления не менее 0,5 кгс/см2 в верхних точках трубопроводов.

3. УТВЕРЖДЕНА приказом Минэнерго России от 30 декабря 2008 г. № 325 ИНСТРУКЦИЯ по организации в Минэнерго России работы по расчету и обоснованию нормативов технологических потерь при передаче тепловой энергии I. Общие положения 1. Нормативы технологических потерь при передаче тепловой энергии разрабатываются для каждой организации, эксплуатирующей тепловые сети для передачи тепловой энергии потребителям (далее - теплосетевая организация). Разработка нормативов технологических потерь при передаче тепловой энергии осуществляется выполнением расчетов нормативов для тепловой сети каждой системы теплоснабжения независимо от присоединенной к ней расчетной часовой тепловой нагрузки. Нормативы технологических потерь при передаче тепловой энергии по тепло­вым сетям организаций, для которых передача тепловой энергии не является основ­ным видом деятельности (далее - предприятия), оказывающим услуги по передаче тепловой энергии сторонним потребителям (абонентам), подключенным к тепловым сетям предприятия, утверждаются Министерством в части, относящейся к сторон­ним потребителям. При этом технологические потери при передаче тепловой энер­гии для собственного потребления предприятия из указанных нормативов исключа­ются. В случае передачи тепловой энергии собственным и сторонним потребителям (абонентам) не по выделенным теплопроводам нормативы технологических потерь распределяются пропорционально количеству тепловой энергии, передаваемой для собственного теплового потребления предприятия и сторонним потребителям.

4. Однако, при составлении теплового баланса технологические потери тепловой энергии в тепловых сетях предприятий учитываются в полном объеме независимо от того, передается тепловая энергия собственным или сторонним потребителям. В случае если энергопринимающие устройства потребителя тепловой энергии имеют опосредованное присоединение к сетям теплоснабжающей или теплосетевой организации, то объем технологических потерь при передаче тепловой энергии в теплосетевомхозяйстве, через которое осуществляется, такое присоединение, может рассчитываться в соответствии с настоящей Инструкцией отдельно от расчета нормативных технологических потерь, возникающих в тепловых сетях теплоснабжающей или теплосетевой организации. Факт опосредованного присоединения потребителя к сетям теплоснабжающей или теплосетевой организации и использования теплопроводов для передачи тепловой энергии этому потребителю подтверждается документом компетентного органа администрации соответствующего муниципального образования, содержащим характеристики, этих теплопроводов, являющихся частью тепловой сети на территории муниципального образования. В нормативы технологических потерь при передаче тепловой энергии не включаются потери и затраты на источниках теплоснабжения и в энергопринимающих установках потребителей тепловой энергии, включая принадлежащие последним трубопроводы тепловых сетей и тепловые пункты. 2. Нормативы технологических потерь при передаче тепловой энергииразрабатываются по следующим показателям: потери и затраты теплоносителей (пар, конденсат, вода); потери тепловой энергии в тепловых сетях теплопередачей через теплоизоляционные конструкции теплопроводов и с потерями и затратами теплоносителей (пар, конденсат, вода); затраты электрической энергии на передачу тепловой энергии.

5. 3. Нормативы технологических потерь для водяных тепловых сетей систем централизованного теплоснабжения с присоединенной расчетной часовой тепловой нагрузкой потребителей 50 Гкал/ч (58 МВт) и более разрабатываются с учетом нормативных энергетических характеристик и нормативных значений показателей функционирования водяных тепловых сетей путем пересчета от условий, принятых при их разработке, к условиям предстоящего периода регулирования в соответствии с главой III настоящей Инструкции. В случае отсутствия на период разработки или пересмотра нормативных энергетических характеристик для водяных тепловых сетей с присоединенной к ним расчетной часовой тепловой нагрузкой 50 Гкал/ч (58 МВт) и более нормативы технологических потерь при передаче тепловой энергии определяются в соответствии с главой II настоящей Инструкции. При этом теплосетевая организация представляет официальное подтверждение о разработке (пересмотре) нормативных энергетических характеристик в течение года, подписанное руководителем организации. 4. Нормативы технологических потерь при передаче тепловой энергии для водяных тепловых сетей с присоединенной к ним расчетной часовой тепловой нагрузкой менее 50 Гкал/ч (58 МВт) и для паровых тепловых сетей, разрабатываются в соответствии с главой II настоящей Инструкции. 5. При определении нормативов технологических потерь при передаче тепловой энергии на предстоящий период регулирования допускается использование расчетов указанных нормативов на предыдущий регулируемый период с пересчетом их по упрощенным формулам, приведенным в главе III настоящей Инструкции, в случае если в предстоящий период регулирования не планируется отклонение от условий работы тепловых сетей, принятых при разработке указанных нормативов, более пределов, указанных ниже, а именно: 5.1.по нормативу «потери и затраты теплоносителей»: при изменении емкости (внутреннего объема) трубопроводов тепловых сетей, эксплуатируемых теплосетевой организацией, на 5%;

6. 5.2.по нормативу «потери тепловой энергии теплопередачей через теплоизоляционные конструкции теплопроводов и с потерями и затратами теплоносителей»: при изменении материальной характеристики тепловых сетей, эксплуатируемых теплосетевой организацией, на 5%; при сохранении эксплуатационного температурного графика отпуска тепловой энергии в системе теплоснабжения; при изменении тепловых потерь по результатам очередных испытаний на 5 % по сравнению с результатами предыдущих испытаний. 5.3. по нормативу «затраты электрической энергии на передачу тепловой энергии»: при изменении количества насосных станций и центральных тепловых пунктов (далее - ЦТП), если суммарная мощность насосных агрегатов насосных станций и ЦТП изменилась на 5% от прежней суммарной мощности; при изменении производительности или количества насосов на 5% при неизменном количестве станций и ЦТП; при изменении условий функционирования насосов (автоматизация, изменение диаметра рабочих колес насосов, изменение расхода и напора сетевой воды), если суммарная мощность насосных агрегатов изменилась на 5%; при сохранении эксплуатационного температурного графика отпуска тепловой энергии в системе теплоснабжения. 6. В составе документов по утверждению нормативов технологических потерь при передаче тепловой энергии Минэнерго рассматривает: нормативные и отчетные значения технологических потерь при передаче тепловой энергии за два года, предшествующих текущему году, нормативные значения технологических потерь текущего года и планируемые значения технологических потерь на регулируемый год; прогнозируемые значения влияющих показателей (пункт 5 настоящей Инструкции), и их сопоставление с аналогичными показателями за год, предшествующий периоду регулирования.

7. При обосновании нормативов технологических потерь при передаче тепловой энергии могут использоваться нормативные энергетические характеристики тепловых сетей, в случае если отклонения условий не превышают значений, указанных в пункте 5 настоящей Инструкции. 7.Теплосетевая организация, в составе документов по утверждениюнормативов технологических потерь при передаче тепловой энергии, представляет: сведения о результатах ежегодного сопоставления нормативных и отчетных показателей (пункт 5 настоящей Инструкции) и выявленные при этом резервы экономии; тепловой и электрической энергии и теплоносителя (энергосберегающий потенциал); мероприятия по повышению энергетической эффективности рассматриваемой тепловой сети и системы централизованного теплоснабжения, к которой относится рассматриваемая тепловая сеть, с указанием по каждому мероприятию сроков их выполнения, затрат на реализацию, экономического эффекта, годовой экономии тепловой, электрической энергии (топлива) и теплоносителя (химочищенной воды), сроков окупаемости. При выполнении энерго- и ресурсосберегающих мероприятий нормативы технологических потерь при передаче тепловой энергии, установленные для теплосетевой организации на период, предшествующий сокращению потерь (затрат), сохраняются на срок, превышающий на два года срок окупаемости расходов на их реализацию. II. Определение нормативов технологических потерь при передаче тепловой энергии 8.Формулы расчетов нормативов технологических потерь при передачетепловой энергии, приведенные в настоящей главе применяются для следующихтепловых сетей: паровых, независимо от присоединенной к ним расчетной часовой тепловой нагрузки; водяных, с присоединенной к ним расчетной часовой тепловой нагрузкой менее 50 Ркал/ч (58 МВт); водяных, с присоединенной к ним расчетной часовой тепловой нагрузкой 50 Гкал/ч (58 МВт) и более при временном, не более одного года, отсутствии нормативных энергетических характеристик тепловых сетей на период их разработки или пересмотра.

8. 9. К нормативам технологических потерь при передаче тепловой энергии относятся: потери и затраты энергетических ресурсов, обусловленные техническим состоянием теплопроводов и оборудования и техническими решениями по надежному обеспечению потребителей тепловой энергией и созданию безопасных условий эксплуатации тепловых сетей, а именно: потери и затраты теплоносителя (пар, конденсат, вода) в пределах установленных норм; потери тепловой энергии теплопередачей через теплоизоляционные конструкции теплопроводов и с потерями и затратами теплоносителя; затраты электрической энергии на передачу тепловой энергии (привод оборудования, расположенного на тепловых сетях и обеспечивающего передачу тепловой энергии). 10. Определение нормативов технологических потерь и затрат теплоносителей. 10.1. Теплоноситель - вода. 10.1.1. К нормируемым технологическим затратам теплоносителя относятся: затраты теплоносителя на заполнение трубопроводов тепловых сетей перед пуском после плановых ремонтов и при подключении новых участков тепловых сетей; технологические сливы теплоносителя средствами автоматического регулирования теплового и гидравлического режима, а также защиты оборудования; технически обоснованные затраты теплоносителя на плановые эксплуатационные испытания тепловых сетей и другие регламентные работы. 10.1.2. К нормируемым технологическим потерям теплоносителя относятсятехнически неизбежные в процессе передачи и распределения тепловой энергиипотери теплоносителя с его утечкой через неплотности в арматуре и трубопроводахтепловых сетей в пределах, установленных правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей, а также правилами технической эксплуатации тепловых энергоустановок.

9. Нормативные значения потерь теплоносителя за год с его нормируемой утечкой, м3, определяются по формуле: 𝐺ут.н = aVгодnгод10-2= mут.год.нnгод, (1) где а - норма среднегодовой утечки теплоносителя, м3/чм3, установленная правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей, а также правилами технической эксплуатации тепловых энергоустановок, в пределах 0,25% среднегодовой емкости трубопроводов тепловых сетей в час; Vгод - среднегодовая емкость трубопроводов тепловых сетей, эксплуатируемых теплосетевойорганизацией, м3; nгод- продолжительность функционирования тепловых сетей в году, ч; mут.год.н- среднегодовая норма потерь теплоносителя, обусловленных утечкой, м3/ч. Значение среднесезонной емкости трубопроводов тепловых сетей, м3, (для определения потерь тепловой энергии с утраченным с утечкой теплоносителем) определяется из выражения: Vгод = (Vотnот + Vлnл)/(nот + nл) = (Vотnот + Vлnл)/nгод, (2) где Vот и Vл - емкость трубопроводов тепловых сетей в отопительном и неотопительном периодах, м3; nоти nл - продолжительность функционирования тепловых сетей в отопительном и неотопительном периодах, ч. Прогнозируемая продолжительность отопительного периода принимается как средняя из соответствующих фактических значений за последние 5 лет или в соответствии со строительными нормами и правилами по строительной климатологии.

10. Значение среднегодовой емкости трубопроводов тепловых сетей, м3, в том числе выведенных из работы (для определения суммарных потерь теплоносителя с его утечкой) определяется из выражения: Vгод = (Vтрnгод-Vремnрем+Vвnв±Vрекnрек) / nгод , (2а) где Vтр- емкость трубопроводов тепловых сетей, находящихся в эксплуатации на начало года, м3; nгод- календарная длительность года, ч; Vpeм- емкость трубопроводов, временно выводимых из использования для ремонта, м3; n рем- продолжительность ремонтных работ, ч; Vв - емкость новых трубопроводов, вводимых в эксплуатацию, м3; n в- продолжительность использования вводимых трубопроводов в течение календарного года, ч; Vpeк- емкость трубопроводов, образуемая в результате реконструкции тепловой сети (изменение диаметров труб на участках, длины трубопроводов, конфигурации трассы тепловой сети), м3; nрек- период времени, в течение которого введенные в эксплуатацию участки реконструированных трубопроводов задействованы в календарном году, ч. Потери теплоносителя при авариях и других нарушениях нормального эксплуатационного режима, а также сверхнормативные потери в нормируемую утечку не включаются.

11. 10.1.3. Затраты теплоносителя, обусловленные вводом в эксплуатацию трубопроводов тепловых сетей, как новых, так и после плановых ремонтов или реконструкции, принимаются в размере 1,5-кратной емкости соответствующих трубопроводов тепловых сетей, эксплуатируемых теплосетевой организацией. 10.1.4. Затраты теплоносителя, обусловленные его сливом средствамиавтоматического регулирования и защиты, предусматривающими такой слив,определяются конструкцией указанных приборов и технологией обеспечениянормального функционирования тепловых сетей и оборудования. Значения годовых потерь теплоносителя в результате слива, м3, определяются из формулы: k Gа.н = ∑mNnгод авт., (3) 1 где m - технически обоснованный расход теплоносителя, сливаемого каждым из действующих приборов автоматики или защиты одного типа, м3/ч; N - количество действующих приборов автоматики или защиты одного типа, шт.; nгод авт- продолжительность функционирования однотипных приборов в течение года, ч; к - количество групп однотипных действующих приборов автоматики и защиты. 10.1.5. Затраты теплоносителя при проведении плановых эксплуатационныхиспытаний тепловых сетей и других регламентных работ включают потеритеплоносителя при выполнении подготовительных работ, отключении участковтрубопроводов, их опорожнении и последующем заполнении. Нормирование затрат теплоносителя на указанные цели производится с учетом регламентируемой нормативными документами периодичности проведения эксплуатационных испытаний и других регламентных работ и утвержденных эксплуатационных норм затрат для каждого вида работ в тепловых сетях. План проведения эксплуатационных испытаний тепловых сетей и других регламентных работ утверждается руководителем теплосетевой организации и включается в состав обосновывающих нормативы материалов.

12. 10.2. Теплоноситель - пар. 10.2.1. Нормируемые потери пара, т, допускается определять по нормам для водяных тепловых сетей, используя формулу: Gпп = 0,0025Vп.годρпnгод10-3, (4) где ρп- плотность пара при средних параметрах теплоносителя (давление и температура) по паропроводу, от источника теплоснабжения до границ эксплуатационной ответственности, кг/м3; Vп.год- среднегодовая емкость паропроводов, эксплуатируемых теплосетевой организации, м3; определяется по формуле (2). Средние параметры теплоносителя по паропроводу определяются как средневзвешенные значения по материальной характеристике каждого i-roучастка паропровода по формулам: 𝜏ср.𝑖 = ∑(𝜏ср.𝑖 х М𝑖)𝑀𝑖 (5) Рср.𝑖=∑(рср.𝑖 х М𝑖)𝑀𝑖 (6) Где 𝜏ср.𝑖 и Рср.𝑖 – средние температура и абсолютное давление теплоносителя на i-ом участке паропровода, 0С и кгс/см2; 𝑀𝑖 и 𝑀𝑖 – материальная характеристика i-го участка паропровода и суммарная материальная характеристика паропровода, м2

13. 10.2.2. Потери конденсата Gпк, т, определяются по норме для водяных тепловых сетей с использованием формулы: Gпк= 0,0025Vк.годρкnгод 10-3(7) где Vк.год- среднегодовая емкость конденсатопроводов, м3; определяется по формуле (2); ρк- плотность конденсата при его средней температуре, кг/м3. 10.2.3. Затраты теплоносителя в паровых тепловых сетях при проведении плановых эксплуатационных испытаний тепловых сетей и других регламентных работ включают потери теплоносителя при выполнении подготовительных работ, отключении, опорожнении участков трубопроводов и последующем их заполнении, включая затраты на заполнение, прогрев, продувку трубопроводов перед вводом в эксплуатацию. Нормирование затрат теплоносителя на указанные цели производится с учетом регламентируемой нормативными документами периодичности проведения эксплуатационных испытаний и других регламентных работ и утвержденных эксплуатационных норм затрат для каждого вида работ в тепловых сетях. План проведения эксплуатационных испытаний тепловых сетей и других регламентных работ утверждается руководителем теплосетевой организации и включается в состав обосновывающих нормативы материалов. 11. Нормативные технологические потери и затраты тепловой энергии при ее передаче включают: потери и затраты тепловой энергии, обусловленные потерями и затратами теплоносителя; потери тепловой энергии теплопередачей через изоляционные конструкции теплопроводов и оборудование тепловых сетей. 11.1. Определение нормативных технологических затрат и потерь тепловой энергии, обусловленных потерями и затратами теплоносителя - воды.

14. 11.1.1. Определение нормативных технологических потерь тепловой энергии, Гкал, обусловленных потерями теплоносителя производится по формуле: Qу.н = mу.год.нρгодс[b𝜏1год + (1-b)𝜏2год- 𝜏х.год] nгод 10-6 (8) где ρгод- среднегодовая плотность теплоносителя при средней (с учетом b) температуре теплоносителя в подающем и обратном трубопроводах тепловой сети, кг/м3; b - доля массового расхода теплоносителя, теряемого подающим трубопроводом тепловой сети (при отсутствии данных можно принимать от 0,5 до 0,75); 𝜏1годи 𝜏2год- среднегодовые значения температуры теплоносителя в подающем и обратном трубопроводах тепловой сети по температурному графику регулирования тепловой нагрузки, °С; 𝜏х.год_ среднегодовое значение температуры исходной воды, подаваемой на источник теплоснабжения и используемой для подпитки тепловой сети, °С; с - удельная теплоемкость теплоносителя, ккал/кг°С. Среднегодовые значения температуры теплоносителя в подающем и обратном трубопроводах рассчитываются как средневзвешенные по среднемесячным значениям температуры теплоносителя в соответствующем трубопроводе с учетом числа часов работы в каждом месяце. Среднемесячные значения температуры теплоносителя в подающем и обратном трубопроводах определяются по эксплуатационному температурному графику отпуска тепловой энергии в соответствии с ожидаемыми среднемесячными значениями температуры наружного воздуха. Ожидаемые среднемесячные значения температуры наружного воздуха определяются как средние из соответствующих статистических значений по информации метеорологической станции за последние 5 лет, или в соответствии со строительными нормами правилами по строительной климатологии и климатологическим справочником.

15. Средневзвешенные значения температуры теплоносителя в подающих 𝜏1год и обратных 𝜏2годтрубопроводах тепловой сети, °С, можно определить по формулам: 𝜏1год = ∑(𝜏1ini)/ (nот + nл) = ∑(𝜏1ini)/ nгод ; (9а) 𝜏2год = ∑(𝜏2ini)/ (nот + nл) = ∑(𝜏2ini)/ nгод; (9б) где 𝜏1iи𝜏2i - значения температуры теплоносителя в подающем и обратном трубопроводах тепловой сети по эксплуатационному температурному графику отпуска тепловой энергии при средней температуре наружного воздуха соответствующего месяца, °С. Среднегодовое значение температуры 𝜏х.год исходной воды, подаваемой на источник теплоснабжения для подпитки тепловой сети, °С, определяется по формуле, аналогичной формулам (9а) и (9б). При отсутствии достоверной информации по температурам исходной воды допустимо принимать 𝜏х.от= 5 °С, 𝜏х.л= 15 °С. 11.1.2. Нормативные технологические затраты тепловой энергии на заполнение новых участков трубопроводов и после плановых ремонтов, Гкал, определяются: Qзап = 1,5Vтр.зρзапс(𝜏зап - 𝜏х)10-6 (10) где Vтр.з- емкость заполняемых трубопроводов тепловых сетей, эксплуатируемых теплосетевой организации, м3; ρзап- плотность воды, используемой для заполнения, кг/м3; 𝜏зап- температура воды, используемой для заполнения, °С; 𝜏х - температура исходной воды, подаваемой на источник тепловой энергии в период заполнения, °С.

16. 11.1.3. Нормативные технологические потери тепловой энергии со сливами из приборов автоматического регулирования и защиты, Гкал, определяются по формуле: Qа.н = Gа.нρслс (𝜏сл- 𝜏х)10-6 (11) где Gа.н- годовые потери теплоносителя в результате слива, м3; ρсл- среднегодовая плотность теплоносителя в зависимости от места установки автоматических приборов, кг/м3; 𝜏сл - 𝜏х- температура сливаемого теплоносителя и исходной воды, подаваемой на источник теплоснабжения в период слива, °С. 11.1.4. При запланированном проведении эксплуатационных испытаний идругих регламентных работ должны быть определены затраты тепловой энергии сэтой составляющей затрат теплоносителя по формулам, аналогичным формуле (11). 11.2. Определение нормативных технологических затрат и потерь тепловой энергии, обусловленных потерями и затратами теплоносителя - пара. 1 1.2.1. Нормативные потери тепловой энергии, обусловленные потерями пара, Гкал, определяются по формуле: Qпп = Gпп (iп – iх)10-3 (12) где inи ix— энтальпия пара при средних значениях давления и температуры по отдельным магистралям на источнике теплоснабжения и на границе эксплуатационной ответственности, а также исходной воды, ккал/кг.

17. 11.2.2. Нормативные потери тепловой энергии, обусловленные потерями конденсата, Гкал, определяются по формуле: Qпк = Gпкс(𝜏конд- 𝜏х)10-3 (13) где 𝜏конди 𝜏х- средние за период функционирования паровых сетей значения температуры конденсата и исходной воды на источнике теплоснабжения, °С. 11.2.3. Потери тепловой энергии, связанные с проведением эксплуатационных испытаний паропроводов и конденсатопроводов и (или) других регламентных работу включая прогрев, продувку паропроводов определяются по формулам, аналогичным формулам (12) и (13). Потери тепловой энергии через теплоизоляцию для водяных сетей 11.3. Определение нормативных технологических потерь тепловой энергии теплопередачей через теплоизоляционные конструкции трубопроводов водяных тепловых сетей. 11.3.1. Определение нормативных технологических потерь тепловой энергии теплопередачей через теплоизоляционные конструкции трубопроводов производится на базе значений часовых тепловых потерь при среднегодовых условиях эксплуатации тепловых сетей. В отдельных случаях возникает необходимость вместо среднегодовых значений удельных часовых тепловых потерь определять среднесезонные значения, например, при работе сетей только в отопительный период при отсутствии горячего водоснабжения или при самостоятельных тепловых сетях горячего водоснабжения, осуществлении горячего водоснабжения по открытой схеме по одной трубе (без циркуляции). При этом температурные условия определяются как средневзвешенные за период по аналогии с алгоритмом, приведённым в пункте 11.1.1 настоящей Инструкции.

18. Определение нормативных значений часовых потерь тепловой энергии производится в следующем порядке: для всех участков тепловых. сетей, на основе сведений о конструктивных особенностях теплопроводов (тип прокладки, год проектирования, наружный диаметр трубопроводов, длина участка) и норм тепловых потерь (теплового потока), указанных в таблицах приложений 1,2, 3 и 4 к настоящей Инструкции, пересчетом табличных значений удельных норм на среднегодовые (среднесезонные) условия эксплуатации, определяются значения часовых тепловых потерь теплопередачей через теплоизоляционные конструкции трубопроводов, эксплуатируемых теплосетевойорганизацией; для участков тепловой сети, характерных для нее по типам прокладки и видам изоляционной конструкции и подвергавшимся испытаниям на тепловые потери, в качестве нормативных принимаются полученные при испытаниях значения фактических часовых тепловых потерь, пересчитанные на среднегодовые условия эксплуатации тепловой сети; для участков тепловой сети, аналогичных подвергавшимся тепловым испытаниям по типам прокладки, видам теплоизоляционных конструкций и условиям эксплуатации, в качестве нормативных принимаются значения часовых тепловых потерь, определенные по соответствующим нормам тепловых потерь (теплового потока) с введением поправочных коэффициентов, определенных по результатам испытаний;

19. для участков тепловой сети, не имеющих аналогов среди участков, подвергавшихся тепловым испытаниям, а также вводимых в эксплуатацию после монтажа,; реконструкции или капитального ремонта с изменением типа или конструкции прокладки и изоляционной конструкции трубопроводов, в качестве нормативных принимаются значения часовых тепловых потерь, определенные теплотехническим расчетом. Значения нормативных часовых тепловых потерь в тепловой сети в целом при среднегодовых (среднесезонных) условиях эксплуатации определяются суммированием значений часовых тепловых потерь на отдельных участках. 11.3.2. Определение нормативных значений часовых тепловых потерь длясреднегодовых (среднесезонных) условий эксплуатации трубопроводов тепловыхсетей производится согласно значениям норм тепловых потерь (теплового потока),приведенным в таблицах приложений 1, 2, 3 и 4 к настоящей Инструкции, всоответствии с годом проектирования конкретных участков тепловых сетей. Значения нормативных удельных часовых тепловых потерь при среднегодовых (среднесезонных) условиях эксплуатации, отличающихся от значений, приведенных в соответствующих таблицах, ккал/мч, определяются линейной интерполяцией или экстраполяцией. 11.3.3. Определение нормативных значений часовых тепловых потерь для среднегодовых (среднесезонных) условий эксплуатации трубопроводов тепловых сетей, производится в зависимости от года проектирования теплопроводов: спроектированных с 1959 г. по 1990 г. включительно; спроектированных с 1991 г. по 1998 г. включительно; спроектированных с 1999 г. по 2003 т. включительно; спроектированных с 2004 г.

20. Определение нормативных значений часовых тепловых потерь, Гкал/ч, для среднегодовых (среднесезонных) условий эксплуатации трубопроводов тепловых сетей производится по формуле: Qиз.н.год = ∑(qиз.нLβ)10-6, (14) Где qиз.н- удельные часовые тепловые потери трубопроводами каждого диаметра, определенные пересчетом табличных значений норм удельных часовых тепловых потерь на среднегодовые (среднесезонные) условия эксплуатации, ккал/чм; L - длина участка трубопроводов тепловой сети, м; β- коэффициент местных тепловых потерь, учитывающий тепловые потери запорной и другой арматурой, компенсаторами и опорами (принимается 1,2 при диаметре трубопроводов до 150 мм и 1,15 - при диаметре 150 мм и более, а также при всех диаметрах трубопроводов бесканальной прокладки, независимо от года проектирования). 11.3.4. Значения нормативных часовых тепловых потерь, Гкал/ч, участков трубопроводов тепловых сетей, аналогичных участкам трубопроводов, подвергавшихся испытаниям на тепловые потери, по типу прокладки, виду изоляционных конструкций и условиям эксплуатации, определяются для трубопроводов подземной и надземной прокладки отдельно по формуле, аналогичной формуле (8): Qиз.н.год = ∑(киqиз.нLβ)10-6, (14) где ки - поправочный коэффициент для определения нормативных часовых тепловых потерь, полученный по результатам испытаний на тепловые потери.

21. 11.3.5. Значения поправочного коэффициента киопределяются по формуле: Ки = Qиз.год.и / Qиз.год.н (16) где Qиз.год.ии Qиз.год.н- тепловые потери, определенные в результате испытаний на тепловые потери, пересчитанные на среднегодовые условия эксплуатации каждого испытанного участка трубопроводов тепловой сети, и потери, определенные по нормам для тех же участков, Гкал/ч. Максимальные значения коэффициента ки не должны быть больше значений, приведенных в таблице 5.1 приложения 5 к настоящей Инструкции. 11.3.6. Значения тепловых потерь трубопроводами тепловых сетей за год, Гкал, определяются на основании значений часовых тепловых потерь при среднегодовых (среднесезонных) условиях эксплуатации.

22. Потери тепловой, энергии через теплоизоляцию для паровых сетей 11.4. Определение нормативных значений часовых тепловых потерь паропроводов для всех участков магистралей производится на основе сведений о конструктивных особенностях теплопроводов (тип прокладки, год проектирования, наружный диаметр трубопроводов, длина участка) и норм тепловых потерь (теплового потока), указанных в таблицах приложений 1, 2, 3 и 4 к настоящей Инструкции, пересчетом табличных значений удельных норм на средние параметры теплоносителя на каждом участке магистрали. Для определения средних параметров теплоносителя на i - ом участке магистрали необходимо рассчитать конечные параметры теплоносителя i-гo участка исходя из среднегодовых параметров (давление и температура) пара на источнике теплоснабжения и максимальных договорных расходов пара у каждого потребителя. Конечная температура (𝜏2i) i-гo участка магистрали определяется по формуле: 𝜏2i= tср.г0 + (𝜏1i- tср.г0 ) * e 𝐿𝑖∗β𝑅𝑖∗𝐺𝑖∗103 сi где tср.г0 - среднегодовая температура окружающей среды (наружный воздух - для надземной прокладки, грунт - для подземной), °С; 𝜏1i- температура пара в начале i - го участка, °С; β - коэффициент местных тепловых потерь (принимается согласно пункту 11.3.3); Ri- суммарное термическое сопротивление i - го участка, (мч°С)/ккал, определяется в соответствии с методическими указаниями по составлению энергетических характеристик для систем транспорта тепловой энергии; Gi- расход пара на i - ом участке, т/ч; Ci- удельная изобарная теплоемкость пара при средних значениях давления и температуры (среднее значение температуры на 1-ой итерации принимается равным 𝜏cр.i = 𝜏1i -30°С) на i - ом участке, ккал /(кг°С).

23. После вычисления 𝜏2iуточняется удельная изобарная теплоемкость пара Сi (при температуре 𝜏ср.i = 𝜏1i+𝜏2i2и среднем давлении pср.i= p1i+p2i2) и расчет повторяется до получения разницы (𝜏(𝑛)2𝑖 - 𝜏(𝑛+1)2𝑖) ≤ 50C, где 𝜏(𝑛)2𝑖 и 𝜏(𝑛+1)2𝑖 - среднегодовые температуры в конце магистрали при nи (n + 1) расчете. Конечное абсолютное давление пара i - го участка магистрали определяется по формуле: где p1i – абсолютное давление пара в начале i-ого участка, кгс/см2 Li – длина i-го участка паропровода, м; Rli - удельное линейное падение давления i-го участка, кгс/м2 *м; άi – коэффициент местных потерь давления i-го участка.

24. Удельное линейное падение давления на i - ом участке определяется по формуле: (19) Где p1 – плотность пара i-го участка паропровода, кг/м3 dвн.i – внутренний диаметр паропровода на i-ом участке, м Коэффициент местных потерь давления i-го участка определяется по формуле: (20) Где ∑ - сумма коэффициентов сопротивлений на i-ом участке. Результаты расчетов параметров пара сводятся в таблицу 6.6 Приложения 6. 11.4.1. Для паровых сетей в системах теплоснабжения от отопительных (производственно-отопительных) котельных с присоединенной тепловой нагрузкой (по пару) до 7 Гкал/ч ожидаемые средние значения давления пара и его температуры могут определяться по каждому паропроводу в целом по приведенным ниже формулам (17а) и (18а)

25. Среднее давление пара Pср в паропроводе, кгс/см2, определяется по формуле: Pср = [∑ (Pн – Рк)nconst/ 2]/nгод (17а), где Рн и Рк - давление пара в начале каждого паропровода и на границах эксплуатационной ответственности организации по периодам функционирования nconst,ч, с относительно постоянными значениями давления, кгс/см2; nгод-продолжительность функционирования каждого паропровода в течение года, ч; к - количество паропроводов паровой сети, шт. средняя температура пара tncp, °С, определяется по формуле: k tncp = [∑ (tн– tк)nconst/ 2]/nгод (18а) I где tHи tK- температура пара в начале каждого паропровода и на границах эксплуатационной ответственности организации по периодам функционирования, °С. Результаты расчета параметров пара сводятся в таблицу 6.6а приложения 6. 11.5.Определение нормативных значений часовых тепловых потерь дляусловий, средних за период эксплуатации конденсатопроводов, производитсясогласно значениям норм тепловых потерь (теплового потока), приведенным втаблицах приложений 1, 2, 3 и 4 к настоящей Инструкции, в соответствии с годомпроектирования конкретных участков тепловых сетей. Значения нормативных «удельных часовых тепловых потерь при условиях, средних за период эксплуатации, отличающихся от значений, приведенных в соответствующих таблицах, ккал/мч, определяются линейной интерполяцией или экстраполяцией. 11.6.Потери (затраты) тепловой энергии и теплоносителя, возникающие втехнологическом, оборудовании, зданиях и сооружениях тепловых сетей (ЦТП,насосных подстанциях, баках-аккумуляторах и других теплосетевых объектах),определяются в соответствии с Инструкцией по организации в Минэнерго Россииработы по расчету и обоснованию нормативов удельных расходов топлива наотпущенную электрическую и, тепловую энергию от тепловых электростанций икотельных.

26. 12. Определение нормативных технологических затрат электрической энергии на передачу тепловой энергии. 12.1. Нормативные технологические затраты электрической энергии представ­ляют собой затраты на привод насосного и другого оборудования, находящегося в ведении организации, осуществляющей передачу тепловой энергии, с учетом ее хо­зяйственных нужд (освещение и электродвигатели систем вентиляции помещений насосных станций и ЦТП, электроинструмент, электросварка, электродвигатели приспособлений и механизмов для текущего ремонта оборудования). 12.2. Нормативные технологические затраты электрической энергии определяются для следующего насосного и другого оборудования, находящегося в ведении организации, осуществляющей передачу тепловой энергии: подкачивающие насосы на подающих и обратных трубопроводах тепловых сетей; подмешивающие насосы в тепловых сетях; дренажные насосы; насосы зарядки-разрядки баков-аккумуляторов, находящихся в тепловых се­тях; циркуляционные насосы отопления и горячего водоснабжения, а также насосы подпитки II контура отопления в центральных тепловых пунктах; электропривод запорно-регулирующей арматуры; другое электротехническое оборудование в составе теплосетевых объектов, предназначенное для передачи тепловой энергии. 12.3. Затраты электрической энергии, кВтч, определяются раздельно по каждому виду насосного оборудования с последующим суммированием полученных значений. Необходимая (потребная) мощность, кВт, на валу электродвигателя насоса вычисляется по формуле: Эдв = [(GpHpρ) / (3600*102ηнηтр)]100; (21) Где Gp - расчетный расход теплоносителя, перекачиваемого насосом, м/ч, принимаемый в зависимости от назначения насоса; Hp- напор, м, развиваемый насосом при расчетном расходе теплоносителя; ηнηтр- КПД насоса и трансмиссии, %; ρ- плотность теплоносителя при его средней температуре за каждый период работы насосного агрегата, кг/м .

27. Расчетные расходы теплоносителя, перекачиваемого насосом, принимаются в соответствии с расчетными гидравлическими режимами функционирования тепловых сетей. Напор, развиваемый насосом при каждом расходе теплоносителя, определяется по характеристике конкретного насоса (паспортной или полученной в результате испытаний насоса). Значения КПД насосов л,, определяются также по их характеристикам. КПД трансмиссии может быть принят 98%. Затраты электроэнергии насосного агрегата, кВтч, определяются по формуле: Энас = [Эдвnн/ηдв] 100 (21а) Где nн - продолжительность функционирования насоса в каждый период, ч; ηдв - КПД электродвигателя, %. Значения КПД электродвигателей могут определяться по таблице 5.2 приложения 5 к настоящей Инструкции с учетом загрузки электродвигателей. 12.4.Если насосная группа состоит из однотипных насосов, расходтеплоносителя, перекачиваемого каждым насосом, определяется делениемсуммарного расчетного значения расхода теплоносителя на количество работающихнасосов. Если насосная группа состоит из насосов различных типов или рабочие колеса однотипных насосов имеют, различные диаметры, для определения расхода теплоносителя, перекачиваемого каждым из насосов, необходимо построить результирующую характеристику совместно (параллельно) работающих насосов; с помощью этой характеристики определить расход теплоносителя, приходящийся на каждый из насосов. 12.5.В случае регулирования напора и производительности насосовизменением частоты вращения рабочих колес результирующая характеристика насосов, работающих параллельно, определяется по результатам гидравлического расчета тепловой сети. Значения расхода теплоносителя для каждого из работающих насосов и развиваемого напора позволяют определить требуемую частоту вращения рабочих колес: (Н1/Н2) = (G1/G2)2 = (n1/n2)2 (22) где Н1и Н2- напор, развиваемый насосом при частоте вращения n1 и n2, м; G1и G2- расход теплоносителя при частоте вращения n1 и n2, м3/ч; n1 и n2 - частота вращения рабочих колес, мин-1

28. 12.6. Мощность насосного агрегата, кВт, потребляемая на перекачку теплоносителя центробежными насосами, с учетом частоты вращения рабочих колес, измененной по сравнению с первоначальной частотой, определяется по формулам (21) и (21а) с подстановкой соответствующих значений расхода теплоносителя, перекачиваемого насосом, развиваемого при этом расходе напора, КПД электродвигателя и КПД преобразователя частоты; последний - в знаменатель формулы. 12.7. Для определения нормативного значения затрат электрической энергии на привод циркуляционных или подкачивающих насосов горячего водоснабжения следует принимать для расчета среднюю часовую за неделю тепловую нагрузку горячего водоснабжения. 12.8. Нормативные значения затрат электрической энергии на привод подпиточных и циркуляционных насосов отопления, установленных в тепловой сети, эксплуатируемой организацией, осуществляющей передачу тепловой энергии, определяются по расходу теплоносителя, перекачиваемого этими насосами, зависящему от емкости трубопроводов отопительных контуров тепловой сети и систем отопления (подпиточные насосы) и тепловой нагрузки отопления при средней температуре наружного воздуха за отопительный период (циркуляционные насосы). 12.9. Нормативные значения затрат электрической энергии на привод подкачивающих и подмешивающих насосов, установленных в тепловой сети, эксплуатируемой организацией, осуществляющей передачу тепловой энергии, определяются по расходу теплоносителя, перекачиваемого этими насосами. 12.10. Расход теплоносителя и продолжительность функционирования насосов зарядки-разрядки баков-аккумуляторов, расположенных в тепловых сетях, эксплуатируемых организацией, осуществляющей передачу тепловой энергии, определяются режимами работы баков-аккумуляторов в зависимости от режимов водопотребления горячего водоснабжения.

29. 12.11. Нормативные затраты электрической энергии на привод запорно-регулирующей арматуры и средств автоматического регулирования и защиты, кВтч, определяются в зависимости от мощности установленных электродвигателей, назначения, продолжительности работы соответствующего оборудования и КПД привода по формуле: к Эпр = ∑(mпрNпрnгодпр / ηпр), (23) 1 где mпр- количество однотипных приводов электрифицированного оборудования; Nnp- мощность установленных электроприводов, кВт; ηпр- КПД электроприводов; n годпр- продолжительность функционирования электроприводов каждого вида оборудования в год,ч; к - количество групп электрооборудования. 12.12. В нормативные затраты электрической энергии при передаче тепловойэнергии не включаются затраты электрической энергии на источниках теплоснабжения.

30. III. Определение нормативов технологических потерь при передаче тепловой энергии с использованием нормативных энергетических характеристик тепловых сетей 13. При разработке нормативов технологических потерь при передачетепловой энергии используются технически обоснованные значения нормативныхэнергетических характеристик по следующим показателям работы водяныхтепловых сетей каждой системы теплоснабжения: потери сетевой воды; потери тепловой энергии. 14. Энергетическая характеристика тепловой сети по показателю «потерисетевой воды» устанавливает зависимость технически обоснованных потерьтеплоносителя на транспорт и распределение от источника тепловой энергии допотребителей от характеристик и режима работы системы теплоснабжения. Энергетическая характеристика тепловой сети по показателю «тепловые потери» устанавливает зависимость технологических затрат тепловой энергии на её транспорт и распределение от источника тепловой энергии до границы балансовой принадлежности тепловых сетей от температурного режима работы тепловых сетей и внешних климатических факторов при заданной схеме и конструктивных характеристиках тепловых сетей. 15. В пояснительной записке отражаются результаты разработки (пересмотра)энергетических характеристик: резервы экономии тепловой и электрической энергии, теплоносителя (энергосберегающего потенциала) и их основных составляющих; причины, не позволяющие в течение пяти лет после пересмотра нормативных энергетических характеристик полностью использовать выявленные резервы экономии тепловой и электрической энергии и сетевой воды. 16. К каждой энергетической характеристике прилагается пояснительнаязаписка с перечнем необходимых исходных данных и краткой характеристикойсистемы теплоснабжения, отражающая результаты пересмотра (разработки)нормативной энергетической характеристики в виде таблиц и графиков. Каждыйлист нормативных характеристик, содержащий графические зависимости показателей, подписывается руководителем организации, эксплуатирующей тепловые сети. На титульном листе предусматриваются подписи должностных лиц организаций, указываются срок действия энергетических характеристик и количество сброшюрованных листов.

31. 17. Использование показателей нормативных энергетических характеристик для расчета нормативов технологических потерь при передаче тепловой энергии, устанавливаемых на предстоящий период регулирования для водяных тепловых сетей с расчётной присоединенной тепловой нагрузкой потребителей тепловой энергии 50 Гкал/ч (58 МВт) и более, не допускается, если в предстоящий регулируемый период планируется отклонение от условий, принятых при разработке энергетических характеристик, более пределов, указанных в пункте 5 настоящей Инструкции. В этом случае расчет нормативов технологических потерь при передаче тепловой энергии осуществляется соответствии с главой II настоящей Инструкции. 18. Корректировка показателей технологических потерь при транспорте и распределении тепловой энергии с расчётной присоединенной тепловой нагрузкой 50 Гкал/ч (58 МВт) и выше для предстоящего периода регулирования тарифов осуществляется приведением утверждённых нормативных энергетических характеристик к прогнозируемым условиям периода регулирования с учётом требований пункта 17 настоящей Инструкции. 19. Ожидаемые значения показателя «потери сетевой воды» допускается определять по формуле: 𝐺 псв.план = 𝐺 псв.норм * 𝑉𝑐р.гплан 𝑉𝑐р.гплан (24) Где 𝐺 псв.план - ожидаемые годовые потери сетевой воды на период регулирования, м3 𝐺 псв.норм - годовые потери сетевой воды в соответствии с нормативными энергетическими характеристиками, м3 𝑉𝑐р.гплан - ожидаемый суммарный среднегодовой объем тепловых сетей, м3 𝑉𝑐р.гплан - суммарный среднегодовой объем тепловых сетей, принятый при разработке нормативных энергетических характеристик, м3

32. 20. Расчёт ожидаемых значений показателя «тепловые потери» на период регулирования при планируемых изменениях материальной характеристики тепловых сетей теплосетевой организации, а также среднегодовых значений температуры теплоносителя и окружающей среды (наружного воздуха или грунта при изменении глубины заложения теплопроводов) на предстоящий период регулирования в размерах, не превышающих указанных в пункте 5 настоящей Инструкции, рекомендуется производить раздельно по видам тепловых потерь (через теплоизоляционные конструкции и с потерями сетевой воды). При этом планируемые тепловые потери через теплоизоляционные конструкции трубопроводов тепловых сетей определяются раздельно для надземной и подземной прокладки. 20.1. Расчёт ожидаемых на период регулирования среднегодовых тепловых потерь через теплоизоляционные конструкции тепловых сетей осуществляется по формулам: для участков подземной прокладки: 𝑄тп.подзплан= 𝑄тп.подзнорм∗ Мподзплан∗ 𝑡п.ср.2план+ 𝑡о.ср.2план2− 𝑡гр.ср.2план Мподзгнорм∗ 𝑡п.ср.2норм+ 𝑡о.ср.2норм2− 𝑡гр.ср.2норм (25) Где 𝑄тп.подзплан - ожидаемые на периодрегулирования среднегодовые потери через изоляцию по участкам подземной прокладки, Гкал/ч; 𝑄тп.подзнорм - нормативные (в соответствии с нормативными энергетическими характеристиками) среднегодовые потери через изоляцию по участкам подземной прокладки, Гкал/ч; ∑ Мподзплан - ожидаемая на период регулирования суммарная материальная характеристика участков тепловых сетей подземной прокладки, м2 ∑ Мподзгнорм - суммарная материальная характеристика участков тепловых сетей подземной прокладки на момент разработки нормативных энергетических характеристик, м2 𝑡п.ср.2план, 𝑡о.ср.2план, 𝑡гр.ср.2план - ожидаемые на период регулирования среднегодовые температуры сетевой воды в подающих и обратных трубопроводах, и грунта на средней глубине заложения теплопроводов, °С; 𝑡п.ср.2норм, 𝑡о.ср.2норм, 𝑡гр.ср.2норм - среднегодовые температуры сетевой воды в подающих и обратных трубопроводах, и грунта на средней глубине заложения теплопроводов, принятые при разработке нормативных энергетических характеристик, °С

33. Для участков надземной прокладки: (раздельно по подающим и обратным трубопроводам): 𝑄тп.надз.план= 𝑄тп.надз.норм∗ Мнадз.план∗ 𝑡п.ср.2план+ 𝑡о.ср.2план2− 𝑡н.в.ср.2план Мнадз.норм∗ 𝑡п.ср.2норм+ 𝑡о.ср.2норм2− 𝑡н.в.ср.2норм (26) Где 𝑄тп.надз.план - ожидаемые на период регулирования среднегодовые тепловые потери через изоляцию по участкам надземной прокладки суммарно по подающим и обратным трубопроводам, Гкал/ч; 𝑄тп.надз.норм - нормативные (в соответствии с нормативными энергетическими характеристиками) среднегодовые тепловые потери через изоляцию по участкам надземной прокладки суммарно по подающим и обратным трубопроводам, Гкал/ч; ∑ Мнадз.план - ожидаемая на период регулирования суммарная материальная характеристика участков тепловых сетей надземной прокладки, м2; ∑ Мнадз.норм - суммарная материальная характеристика участков тепловых сетей надземной прокладки на момент разработки энергетической характеристики, м2; 𝑡н.в.ср.2план - ожидаемая на период регулирования среднегодовая температура наружного воздуха, °С; 𝑡н.в.ср.2норм - среднегодовая температура наружного воздуха, принятая при составлении нормативных энергетических характеристик, °С

34. 20.2. Расчёт ожидаемых на период регулирования среднегодовых тепловых потерь с потерями сетевой воды осуществляется по формуле: 𝑄тп.псв.план= С*ρcр*𝐺тп.псвплан𝑛год.раб.*(𝑏𝑡п.ср.гплан + (1-b)𝑡о.ср.гплан - 𝑡х.ср.гплан)*10-6(27) Где 𝑄тп.псв.план - ожидаемые на период регулирования среднегодовые тепловые потери с потерями сетевой воды, Гкал/ч; С - удельная теплоёмкость сетевой воды, принимаемая равной 1 ккал/кг °С; ρcр - среднегодовая плотность воды, определяемая при среднем значении ожидаемых в период регулирования среднегодовых температур сетевой воды в подающих и обратных трубопроводах, кг/м3; 𝐺тп.псвплан - ожидаемые на период регулирования годовые потери сетевой воды в тепловых сетях, эксплуатируемых теплосетевой организацией; определяются по формуле (24), м3; 𝑛год.раб. - ожидаемая на период регулирования продолжительность работы тепловой сети в году, ч; 𝑡х.ср.гплан - ожидаемая на период регулирования среднегодовая температура холодной воды, поступающей на источник теплоты для подготовки и использования в качестве подпитки тепловой сети, °С. 20.3. Ожидаемые на период регулирования суммарные среднегодовыетепловые потери Q™3", Гкал/ч, определяются по формуле: 𝑄тп.план=𝑄тп. подз.план + 𝑄тп. надз.план + 𝑄тп. псв.план(28) Годовые (сезонные, месячные) планируемые тепловые потери определяются аналогично. 21. Для расчёта суммарной электрической мощности всех электродвигателейнасосов различного назначения, участвующих в транспорте и распределениитепловой энергии, рекомендуется использовать формулы, приведенные вдействующих методиках по составлению энергетических характеристик для системтранспорта тепловой энергии и определения нормативных значений показателейфункционирования водяных тепловых сетей, а также главы II настоящейИнструкции, с подстановкой в них планируемых на период регулирования значенийрасходов и соответствующих напоров сетевой воды, а также коэффициентовполезного действия насосов и электродвигателей.

35. IV. Структура и состав документации по расчетам и обоснованию нормативов технологических потерь при передаче тепловой энергии. 22.В состав документации по нормативам технологических потерь при передаче тепловой энергии, входят: общие сведения об энергоснабжающей (теплосетевой) организации, составленные согласно образцу, приведенному в Приложении 7 к настоящей Инструкции; общая характеристика систем теплоснабжения, составленная согласно образцу, приведенному в Приложении 8 к настоящей Инструкции; общая характеристика систем транспорта и распределения тепловой энергии (тепловых сетей), составленная согласно образцу, приведенному в Приложении 9 к настоящей Инструкции; исходные данные для расчета нормативов технологических потерь, составленные согласно образцу, приведенному в Приложении 6 к настоящей Инструкции; нормативные энергетические характеристики тепловых сетей для систем централизованного теплоснабжения с присоединенной тепловой нагрузкой 50 Гкал/ч (58 МВт) и более; результаты обязательных энергетических обследований тепловых сетей, энергетический паспорт тепловой сети, содержащий топливно-энергетический баланс и перечень мероприятий, направленных на сокращение затрат энергоресурсов при передаче тепловой энергии (энергосберегающих мероприятий, мероприятий по сокращению резерва тепловой экономичности); результаты расчета нормативов технологических потерь при передаче тепловой энергии, составленные согласно образцу, приведенному в Приложении 10 к настоящей Инструкции; фактические затраты энергоресурсов за периоды, предшествующие регулируемому, составленные согласно образцу, приведенному в приложении 10 к настоящей Инструкции; результаты расчетов гидравлических режимов работы систем теплоснабжения для обоснования нормативных расходов теплоносителей; перечень предложений (мероприятий) по повышению энергетической эффективности работы систем транспорта тепловой энергии, составленный согласно образцу, приведенному в Приложении 11 к настоящей Инструкции; план разработки нормативных энергетических характеристик тепловых сетей. 23. Рекомендации по оформлению документации �